凝析气藏开发中后期注气提高采收率

柯克亚凝析气田目前地层压力已经大幅下降,基本接近甚至低于最大反凝析压力,使得井筒周围析出的凝析油增多,渗流阻力增大致使多井无法正常生产。通过调研类比以及室内凝析油注干气抽提相态实验和长岩心驱替实验,结合现场试注结果,评价分析凝析气藏开发中后期注气提压、提高采收率的可行性。研究表明,随注气量增加,注入气对凝析油的抽提作用明显加强,同时凝析油注气膨胀后流动性能明显改善;在地层压力高于最大反凝析压力时注气,可提高凝析油采收率10%～25%,但地层压力若低于最大反凝析压力时注气,采收率增幅十分有限。柯克亚凝析气田部分砂体封闭性好,规模有限,地层压力接近最大反凝析压力,结合矿场情况优化注采参数,采用控制注采比,注气逐步增压,可以有效避免气窜,提高气藏开发效果。     

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏不同开发方式全直径物理模拟研究

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,造成其流动机理及凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,需要进行开发机理研究来为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率提供理论基础。本文取得塔中Ⅰ号碳酸盐岩凝析气田露头岩心造缝造洞,采用现场取得的油气样进行配制,使用高温高压全直径岩心设备进行了垂直衰竭、水平衰竭、注干气保持压力、注水保持压力、注干气吞吐、注水替凝析油的全直径岩心物理实验研究。实验根据缝洞型储层不同结构特征分类对比了各种开发方式对凝析油采收率的影响,对缝洞型储层高含凝析油型凝析气藏的合理开发具有很好的指导意义。     

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从 2 0世纪 40年代以来 ,国外就开始进行凝析气田的开采。截至目前 ,凝析气田的衰竭式开采、注水开采、循环注气开采、注氮气开采和利用水平井开发都已经在凝析气田的开发中大规模的应用 ,并取得了较好的经济效益。目前 ,凝析气藏开采技术已趋于成熟 ,并在凝析气田开发过程中得到了成功的应用。凝析气田开发和提高采收率方法　　凝析油气属于多组分碳氢化合物 ,在开采过程中 ,当油气藏压力降低到露点压力以下时 ,会出现反凝析现象 ,反凝析现象的特点是稳定凝析油比重下降、高馏分含量下降 ,而且反凝析后形成的凝析液会被毛细管力控制或留在…     

超临界凝析气藏开发后期注CO_2提高采收率——以北部湾盆地福山凹陷莲4断块为例

莲4断块为北部湾盆地福山凹陷西北部受3条断层夹持的富含凝析油高饱和凝析气藏。为了探求该凝析气藏衰竭开发后期提高凝析油采收率技术,基于超临界流体相态行为和衰竭开采生产动态特征,综合运用超临界流体理论和多种动态储量、产量递减、生产井携液能力、剩余开发潜力分析等多种油藏工程动态分析方法,分析了莲4断块凝析油气衰竭开采储量动用程度以及剩余开发潜力。结果表明:(1)莲4断块开发初期地层凝析油气流体具有超临界流体的特征,地层压力低于露点压力就会产生明显的反凝析损失;(2)受反凝析效应和地层弹性能量释放快的影响,莲4断块衰竭开采储量动用程度偏低,80%的凝析油仍然滞留在地层中,剩余开发潜力大。基于莲4断块超临界凝析油气流体具有高密度特征,通过组分模型数值模拟优化设计,提出了采用顶部注CO_2边注边采恢复压力的注气开采方式,通过形成次生气顶同时达到重力稳定混相驱的二次开发技术来提高凝析油气藏的采收率。     

X区块注CO2和N2提高反凝析油采收率机理研究

通过对X区块原始地层流体的相态分析,确定了该区块为近临界凝析气藏。该区块一直采用衰竭式开采方式,气藏原始地层压力为27MPa,自开采以来至2012年8月地层压力下降为10MPa,已低于露点压力,反凝析加剧,地层污染加重,并造成大量的凝析油损失。利用该凝析气田附近所具有的高纯CO2气藏气,探索注CO2气开发方式改善和提高凝析油气的采收率具有技术进步意义。通过对CO2和N2两种注入气与地层流体膨胀实验数据的对比研究,得到CO2与地层流体的增溶膨胀能力、混相能力等相态配伍性较好且优于N2。在CO2与目前地层凝析油混相能力研究中发现在19.3MPa下CO2能与目前凝析油达到混相,CO2与目前地层凝析油容易达到混相,故开采时只要通过先期注CO2把目前地层压力提高至19.3MPa以上,就可实现混相驱提高凝析油的采收率。     

海上高含CO_2高含凝析油气顶油藏提高采收率研究

基于高含CO_2高含凝析油气体样品的室内PVT实验结果,利用Eclipse数值模拟软件进行模拟注CO_2和CH_4膨胀对凝析气相态的影响,同时对该油田进行合理开发方式和开发井型井位优选,研究发现CO_2和CH_4均能使凝析气体系的弹性膨胀能力增强、最大反凝析压力降低及最大反凝析油量减少;循环回注采出气开发比衰竭开发提高油环油采收率约11.0%、提高凝析油采收率约45.0%;水平井开发效果好于直井,形成了一套此类气顶油藏高效开发的模式。结果表明,循环回注采出气对于高含CO_2高含凝析油的凝析气顶,一方面可以保持凝析气顶的压力;另一方面CO_2和CH_4可以降低凝析气体系的露点压力、抑制凝析油的反凝析,从而提高凝析油采收率,同时CO_2和CH_4较强的弹性膨胀有利于气顶对油环油的驱替,提高油环油采收率,是最为合理的开发方式;水平井平行气油界面布井对于小跨度、低油柱高度的油环可以有效延缓气水锥进,提高油环油采收率,是最为合理的开发井型和井位。     

提高凝析气藏采收率的新思路

我国目前的凝析气藏多属凝析油含量中偏低的饱和凝析气藏,且多采用衰竭方式开发,采收率低,有的已处于开发中、后期,如何提高凝析气井产量和气藏凝析油采收率已成为关键问题。在借鉴俄罗斯开发凝析气藏经验的基础上,着重介绍了４种提高凝析气藏采收率的开发方式：开发中后期低于最大反凝析压力下循环注干气;注N₂开发水淹气藏;防水、治水与利用地层能量相结合的水驱气藏开发方式;注水提高凝析气藏采收率。上述方法对于提高我国凝析气藏采收率具有指导与借鉴作用。     

塔里木盆地牙哈凝析气田循环注气开发研究

牙哈凝析气田位于塔里木盆地库车坳陷，是国内已发现的最大凝析气田。牙哈凝析气田的凝析气富含凝析油，地层压力与露点压力非常接近，地层压力与饱和压力之差为2～5MPa，若采用衰竭式开发，随着地层压力下降会出现反凝析，重组分大多损失在地层中，需要采取循环注气方式保持压力开发。根据实际资料建立了气藏产出、注入方程，优化循环注气开发方式、布井方式。优化结果，部分循环注气保持压力开发效果最好，合理注采井距为800～1100m。牙哈凝析气田实施循环注气开发1．5a，年产凝析油50万t以上，凝析油的采出程度比衰竭式开发方式提高25％以上，实现了凝析气田的高效开发。图1表3参6     

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中坝气田雷三气藏为低含凝析油的气藏 ,已进入明显反凝析期 ,目前凝析油产量下降明显。因此 ,对气藏凝析油产量变化进行分析预测十分必要 ,对气藏中后期的开发及生产管理具有指导作用。凝析油产量降低的影响因素经分析 ,认为气藏凝析油产量降低的主要因素是由于反凝析现象的影响。对于雷三气藏而言 ,由于凝析油含量低 ,反凝析现象生成的液烃只占孔隙容积的极小部分 ,绝大部分残留于储层孔隙中。露点压力的测定和相图模拟计算表明 (见图 1) :从Ｆ1点到初始凝析压力点为气藏单相开采阶段 ,此时生产油气比保持不变 ;从初始凝析压力到最大反凝析…     

对提高复杂气田开发效益和水平的思考与建议

水驱气田和凝析气田属复杂气田,其开发难度很大,需认真对待。结合多年理论研究和实践经验,指出了凝析气田开发当前应注意１０个问题,即：合格凝析油气样品的取得;相态研究要深入到多孔介质相态、水-凝析油气相态、注干气再蒸发地层凝析油相态和开发中后期的相态研究;凝析气田开发方式和开发后期提高凝析油采收率问题;要慎重对待凝析气田注水问题,等等。针对水驱气田,指出一定要处理好采气速度与最终采收率的关系,应重温四川水驱气藏防、治水经验,管好见水气井,增强法律意识。其结论和认识对复杂气田的高效开发具有重要的指导意义。     

深层缝洞型油藏烃气混相驱可行性及影响因素

针对塔河油田深层缝洞型油藏,基于室内相态实验,采用经验公式法、拟三元相图法和细管模拟法计算烃气与原油最小混相压力,并通过数值模拟,研究了油藏前期注入氮气和原油品质对烃气混相驱的影响。研究结果表明：3种方法计算得到的原油最小混相压力远小于地层实际平均压力,研究区深层缝洞型油藏烃气混相驱具有较好的可行性;油藏前期注入氮气对烃气混相驱影响显著,注入氮气波及的储集层区域,烃气与原油的最小混相压力变高,氮气含量与注入烃气含量比大于1.208时,无法形成混相;原油品质对烃气混相驱影响显著,原油中的轻组分含量越高,烃气与原油最小混相压力越低,原油中的重组分含量越高,烃气混相驱最终采收率越低。     

牙哈凝析气藏二次注气抑制反凝析机理及相态特征

为解决凝析气藏天然气回注率不足,地层压力低于露点压力而出现的反凝析损失等问题,以塔里木盆地牙哈凝析气藏反凝析损失监测井地层流体取样器(MDT)取样为基础,运用高温高压PVT相态实验测试和模拟技术,建立了牙哈凝析气藏二次循环注气抑制反凝析损失机理的相态特征研究方法,对提高牙哈凝析气藏凝析油采出程度的可行性和有效性做出了评价。通过目前地层压力下反凝析油和剩余凝析气体系的实验室再现,分别测定了其色谱组成、相态特征和p-丁相态图;分别针对反凝析油和地层剩余凝析气,开展了注气增溶膨胀实验、多次接触抽提实验和注气抽提实验,对地层剩余平衡凝析气还开展了加注干气传质扩散过程非平衡相态行为实验;分析了二次循环注气抑制反凝析损失、降低其反凝析油饱和度、使凝析油产生相态反转的相行为机理;给出了二次循环注气开发时应尽量使其注气压力高于露点压力的建议,当注入0.82 PV时,凝析油累积采出程度将提高13.55%。该研究成果为牙哈凝析气藏的增产提供了重要技术支撑。     

文南油田文88块天然气驱技术可行性研究

针对文南油田高温高压低渗、特低渗油藏开发难度大,水驱动用状况差、单井产能低等特点,选择了文南油田文88块沙三中油藏开展注气混相驱提高采收率研究,从文南油田文88断块的地质条件出发,根据油藏地质特征、采出程度以及驱替类型,将文88块2口井氮气试注作为先导性试验,以注氮气试验所得到的实践数据为依据,对文南油田文88块深层低渗油藏注天然气驱技术的可行性进行研究。结果表明,文南油田有广泛的天然气资源基础,可以为天然气驱提供较为充足的气源;天然气驱是文南油田提高原油采收率的主攻方向,有着很大的应用前景和潜力;对文88块深层低渗透油藏开展注天然气驱提高采收率在技术和经济上是可行的。     

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凝析气藏循环注气开发注干气受气源及天然气价格因素影响较大；注氮气则可以节省宝贵的天然气资源，但会引起凝析气藏露点压力升高而造成一定量的凝析油损失。文章以实际凝析气藏为例，提出干气—氮气交替注入方法开发凝析气藏的方法，可发挥干气对析出凝析油的反蒸发作用，而将氮气作为一种单纯的驱替介质，减小因氮气与凝析气接触后导致露点压力升高而引起的凝析油损失。文章还利用数值模拟方法研究注气时机、储层非均质、段塞尺寸等因素对开发效果的影响，结果表明利用干气—氮气交替注入开发凝析气藏，其凝析油采收率分别比枯竭式和注氮气高31.8%和2.8%，同时可以减少50%的干气回注量，极大地提高了凝析气藏开发的经济效益。     

气驱特征曲线在凝析气藏开发中的应用

将干气在高压条件下注入高凝析油含量的凝析气藏,能够减缓地层压力下降速度,有效抑制反凝析,提高凝析油的最终采收率,这是高效开发高含油凝析气藏的最好方法。利用气驱特征曲线方法来研究凝析气藏的开采动态,通过牙哈23凝析气藏的生产动态数据验证了气驱特征曲线规律的可靠性,建立了累计产凝析油量与生产气油比的关系。依据此关系式,在凝析气藏达到废弃条件时,即可用该方法确定其凝析油的可采储量。     

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中原油田白庙凝析气藏具有埋藏深，构造复杂，储层物性差，凝析油含量高的特点。采用衰竭式开发时，储层压力衰竭较快，当降到露点压力以下时，由于近井地带反凝析液的堵塞作用，凝析气有效渗透率降低，严重损害了凝析气井的产能。若采用循环注气开采，也难以获得经济效益。因此，根据白庙深层低渗透凝析气藏的地质特点，文章提出了以复杂结构井为主导的新型开发模式。数值模拟结果表明：利用复杂结构井开发深层低渗透高含凝析油的凝析气藏，不仅可以提高天然气采收率，同时还能有效控制储层中凝析气的反凝析进程，提高凝析油的最终采收率。     

Feasibility of Gas Drive in Fang-48 Fault Block Oil Reservoir

The Fang-48 fault block oil reservoir is an extremely low permeability reservoir, and it is difficult to produce such a reservoir by waterflooding. Laboratory analysis of reservoir oil shows that the minimum miscibility pressure for CO2 drive in Fang-48 fault block oil reservoir is 29 MPa, lower than the formation fracture pressure of 34 MPa, so the displacement mechanism is miscible drive. The threshold pressure gradient for gas injection is less than that for waterflooding, and the recovery by gas drive is higher than waterflooding. Furthermore, the threshold pressure gradient for carbon dioxide injection is smaller than that for hydrocarbon gas, and the oil recovery by carbon dioxide drive is higher than that by hydrocarbon gas displacement, so carbon dioxide drive is recommended for the development of the Fang-48 fault block oil reservoir.     

扎尔则油田泥盆系F4顶层油藏注富气混相驱实验

在扎尔则油田F4顶层油藏开展富气混相驱,具有良好的储层物性和流体性质条件。长细管实验研究了注入富气组成对混相驱效果的影响,确定了目前地层压力、温度条件下注入富气的最小混相组成,并揭示注入富气组成在影响驱油效率的同时,也影响驱油速度,且在近混相驱范围内对富气驱效果的影响更为强烈。长岩心驱替实验表明:开发初期注富气效果要好于水驱后注富气,但水驱后注入最小混相组成流体仍可获得非常高的驱油效率,高含水油藏注富气混相驱有望大幅度提高原油采收率;随着富气注入量的增加,混相驱最终采收率也增加,但存在增幅减缓的"拐点",原因是轻烃组分超越原油流动,使有效驱替容积部分损失,气油比的"台阶"式变化将是经济确定富气注入量的重要标志;在富气注入量较小时,连续注入比气水交替注入效果好,建议扎尔则油田小型先导试验采用连续注气方式。